低渗火山岩气藏全周期产能评价方法
气藏产能测试评价及试井分析
无因次启动压 力梯度
气藏产能测试评价及试井分析
无限 大凝 析气 井低 速非 达西 渗流 试井 数学 模型
Laplace变换
气藏产能测试评价及试井分析
Stehfest数值反演
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
气藏产能测试评价及试井分析
，
对于固定参数 ，
值增加得越大,双对数曲线早期和
气藏产能测试评价及试井分析
压力历史
气藏产能测试评价及试井分析
A. 常规解释：
（1）Horner法（两相拟压力，不考虑吸附） ：
解释结果： K=1.51 mD S=2.83 外推地层压力 P*=26.31MPa
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法（两相拟压力，考虑吸附） ：
气体吸附作用使得渗流过程中 地层反凝析油饱和度增加，气 相相对渗透率相应减小，因此 使得计算出的两相拟压力降低
气藏产能测试评价及试井分析
常规解释： （1）MDH法： （单相拟压力）
解释结果： K=2.75 mD S=5.37 外推地层压力 P*=30.79MPa
压力后期下掉，（储层压力下降），无法应用。
气藏产能测试评价及试井分析
（2）Horner法： （单相拟压力）
解释结果： K= 2.51mD S=4.26 外推地层压力 P*=31.78MPa 探测半径: 497.24 m 单井控制储量 3.23 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
解释结果： K= 4.54 mD S=15.12 外推地层压力 P*=29.95 MPa 探测半径: 704.74 m 单井控制储量 6.88 ×108 m3
气藏产能测试评价及试井分析
低渗火山岩气藏全周期产能评价方法
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６５３５．２０１８．０２．０１７
低 渗 火 山岩 气 藏 全 周 期 产 能 评 价 方 法
陈 超 ，王 彬 ，李道 清 ，苏 航 ，鲍 颖俊
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｖｏｌｃａｎｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｓ ｆｅａｔｕｒｅｄ ｂｙ ｇｒｅａｔ ｌｉｔｈｏｌｏｇｙ ｖａｒｉａｔｉｏｎ，ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｓｔｒｏｎｇ ａｒｅａｌ ｈｅｒｅｔｏ－ ｇｃｎｅｉｔｙ，ｗｈｉｃ．ｈ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎ ｌａｒｇｅ ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｓ ｉｎ ｇａｓ ｗｅｌｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ． Ａ ｆｕｌｌ—ｃｙｃｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ｉｓ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｔｏ ｐｒｏｌｏｎｇ ｔｈｅ ｓｔａｂｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｗｅｌｌ，ｒｅｄｕｃｅ ｗａｔｅｒ ｉｎｖａｓｉｏｎ ｒｉｓｋ ａｎｄ ｅｎｈａｎｃｅ ｔｈｅ ｕｌｔｉｍ ａｔｅ ｒｅｃｏｖｍＴ ｆａｃｔｏｒ．Ｔｈｉｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｉｎｖｏｌｖｅｓ ｉｎ ４ ｓｔａｇｅｓ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ｗｅｌｌ ｇａｓ ｔｅｓｔ，ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｅｓｔ，ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｍａｉｎｔｅ— ｎａｎｃｅ ｂｙ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｌｅａｓｅ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｍ ａｉｌｌｔｅｎａｎｅｅ ｂｙ ｒａｔｅ ｒｅｌｅａｓｅ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍ ｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｇａｓ ｔｅｓｔ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍ—ｈｏｌｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄｓ，ａ ｆｕｌｌ—ｃｙｃｌｅ ｄｙｎａｍｉｃ ｍｏｄｅｌ ｆｏｒ ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｖｏｌｃａｎｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒ— ｖｏｉｒ ｉｓ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅ ｇａｓ ｗｅｌｌ ｄｙｎａｍｉｃ ｒｅｓｅｒｖｅ． Ｆｉｅｌｄ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ ａｒｅ ｃｌａｓｓｉｆｉｅｄ ａｓ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｍａｉｎｔｅ— ｎａｎｃｅ ｂｙ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｒｅｌｅａｓｅ， ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ—ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｅｃｌｉｎｅ，ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｉｎｔｅｒｍ ｉｔｔｅｎｔ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｆｌｏｏｄｉｎｇ ｗｅｌ１ ｗｉｔｈ ｅｘｔｒａ ｐｅｒｆｏｒａｔｉｏｎ，ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｆｏｒｅｃａｓｔ ｉｓ ｐｅｒｆｏｒｍｅｄ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｐｏｌｉｃｙ ｂｏｕｎｄａｒｉｅｓ．Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｉｓ ｍｅｔｈｏｄ ｉｎ］ｐｒｏｖｅｓ ｔｈｅ ｌｉｍ ｉｔａｔｉｏｎ ｏｆ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｌｌｏｃａｔｉｏｎ ｏｎｌｙ ｂｙ ａｂｓｏｌｕｔｅ （）ｐｅｎ ｆｌｏｗ ｆｏｒ ｖｏｌｃａｎｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｉｔ ｃａｎ ｎｏｔ ｏｎｌｙ ｏｂｔａｉｎ ｔｈｅ ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｖｏｌｃａｎｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖ ｏｉｒ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ。 ｂｕｔ ａｌ ｓｏ ａｃｃｕｒａｔｅｌｙ ｐｒｅｄｉｃｔ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｗｈｉｃｈ ｃｏｕｌｄ ｐｒｏｖｉｄｅ ｃｅｒｔａｉｎ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ ｂａｓｉｓ ａｎｄ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｍ ｅｔｈｏｄ ｆｏ ｒ ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｍ ａｉｎｔｅ— ｎａｎｃｅ ａｎｄ ａｌｌｏｃａｔｉｏｎ ｉｎ ｖｏｌｃａｎｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒ ｖ ｏｉｒ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｖｏｌｃａｎｉｃ；ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ；ｆｕｌｌ—ｃｙｃｌｅ；ｄｙｎａｍｉｃ ｒｅｓｅｒｖｅ；ｓｔａｂｌｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｅｒｉｏｄ
气藏评价指标
气藏经营管理水平评价试行技术规范2007年12月气藏经营管理水平评价技术规范一、各类气藏涵义1、干气藏储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。
2、湿气藏在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。
3、凝析气藏在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。
4、中高渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
5、低渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
6、断块砂岩气顶是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。
=油气叠加总面积含气面积系数含气面积7、低渗块状砂岩干气藏是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。
8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。
9、深层低渗砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。
10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。
11、超深层砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。
12、低渗致密砂岩岩性气藏是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。
低渗致密气藏的产量预测模型研究
科技资讯科技资讯S I N &T NOLOGY I NFORM TI ON2008N O .10SCI ENC E &TECH NOLOG Y I N FOR M A TI ON高新技术的i m por t 相等,相等就加入到相应的VRF 路由表中,否则丢弃。
2.3数据转发入口PE 收到CE 的普通I P 报文后,M P-BGP 协议会根据入接口所属的VRF 给该报文分配一内标签,该标签只在出口和入口路由器上有效,用于标示PE 用户的接口。
再根据标签映射表,给报文打上外层标签,在M PLS 域内的转发就是基于外层标签的。
P 路由器收到携带标签的报文后,查找标签映射表,用新的标签替代原来的标签,并向下一跳转发报文。
出口PE 路由器根据内层标签判断报文是去向哪个CE,弹出内层标签,用普通I P 报文向目的C E 进行转发。
3总结和展望3.1可扩展性M PLS 具有很好的可扩展性,可以同时支持数万个VPN,但必须更新或升级边缘或核心路由器,使它们支持M P L S 协议。
3.2易管理性M PLS VPN 是网络提供商为客户提供的网络增值服务,易于管理VP N 成员和接纳新入网的成员并提供服务,用户不用关心V N 的配置和维护。
3.3安全性M PLS VPN 的安全性是依赖于提供商对骨干网络的正确配置和维护,它是利用B GP 和I P 地址解析的结合进行路由隔离技术提供网络数据的安全保证,能够避免非法用户进入V PN ,保证从用户端送来的数据包被放置到正确的VP N 中。
3.4QoS 保证M PLS 的QoS 实现是由LER 和LSR 共同完成的。
在LE R 上进行I P 包的分类,将I P 包的业务类型映射到LSP 的服务等级上,在L ES 和LSR 上同时进行带宽管理和业务量控制,从而保证每种业务的服务质量得到满足。
3.5可以从传统二层VPN 平滑过渡从客户角度来看,采用MP L S 的二层VPN 和传统VPN 是没有区别的。
徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识
有 限 ， 力 恢 复 速度 慢 ， 同 采 出程 度 和 压 力 恢 复 时 间 测 算 的 井 控 动 态储 量 变化 大 。 为 此 提 出 了 高 产 井 定 产 降 压 压 不
２ １ 年 ９月 ０１
石 油 地 质 与 工 程 Ｐ Ｔ Ｏ Ｅ Ｅ Ｒ Ｌ ＵＭ Ｅ Ｌ ＧＹ Ａ Ｄ Ｅ Ｇ ＮＥ Ｒ Ｎ Ｇ Ｏ Ｏ Ｎ Ｎ Ｉ Ｅ ＩＧ
第 ２ 卷 ５
第 ５期
文章 编 号 ：６ ３ ２ ７ ２ １ ） ５—０ ７ —０ １ ７ —８ １ （ ０ １ ０ ０９ ４
井 ， 裂后 试 气最 高 产量 达 ２ 压 ０×１ ｍ。 ｄ 瞬 时 ０ ／，
收 稿 日期 ：０ １ ５ ６； 回 日期 ：０ １ ６ １ ２ １ —０ —０ 改 ２ １ —０ —２
作 者 简 介 ： 晓 蔷 ，９ ５年 生 ，０ ７年 毕 业 于 中 国 石 油 大 学 （ 王 １８ ２０ 华 东 ） 息 与计 算科 学 专 业 ， 从 事 天 然 气 开 发 规 划 、 Ｅ 信 现 Ｓ Ｃ储 量 评
徐 深 气 田 Ａ 区块低 渗透 火 山岩 气 藏 早期 动态 特 征 认 识
王 晓 蔷
（ 国石 油 大 庆 油 田有 限责 任 公 司勘 探 开 发 研 究 院 ， 龙 江 大 庆 １ ３ １ ） 中 黑 ６ ７ ２
摘 要 ： 山 岩 气 藏 开 发 是 近 年 来 天 然 气勘 探 开发 的 一 个 新 热 点 领 域 ， 渗 透 储 层 气藏 的动 态 特 征 认 识 是 火 山 岩 气 低
低渗透气藏水平井产能计算新公式
小； 同一井底 压力下 ， 在 随着应力敏 感 系数、 动压力梯度的增加 ， 启 水平 井产量 降低 该公 式对 ．
应力敏感性较 强的低渗透 气藏 的开发具有重要的指导 意义。 关键词 ： 低渗透 气藏 ； 水平 井； 产能公式推导 ； 高速非达 西效应 ； 力敏 感 ； 应 启动 压力梯度 ； 角 保
出同时考虑启动压力梯度 、 应力敏感和高速非达西 效应的低渗透气藏水平井产能计算新公式 。
２ 水平井产 能新公 式推导
根据 Ｊｓｉ ｏｈ 加的方法 ， 首先将 水平井三维渗 流问 题简化 为水 平 平 面 和 垂 直平 面 内 ２个 二 维 渗 流 问
ｌ 考虑应力敏感和启动压力梯度的运动方程
在水 平 平 面 内 ， 平 井 的泄 油 形 状 是 一 个 椭 水 圆， 假设 椭 圆泄油 区域 的长半 轴 为 ａ 短 半 轴 为 ｂ ， ， 水平 井 长 度 为 ， 入儒 柯 夫 斯 基 变换 ， 水 平 面 引 将
Ｋ
～
口半径为 １ 的直井的渗流问题 。
因 ＝Ｑ ２ｒ ， ／ ￣ｈ 代人 式 （ ） ， 到 ： ｒ ２中 得
・
了 ａ－ （ － ） ｉ（ｐ Ａ ｅｐｉ ） （Leabharlann ３ 定义拟压力 ，
）＝ Ｉ 厂
’ 解后 彳 七 。 Ｊ ‘
很多学者 ¨ 对 低渗透气 藏水平 井产 能进行 了 研究， 杨学 云 等 推 导得 到 考 虑启 动压 力 梯 度 的 低 渗透气藏 水 平井 产 能公 式 。张烈 辉 、 启 国 Ｊ 刘
始地层 压 力 ， ａ ＭＰ 。 由式 （ ） 以 得 到 综 合 考 虑 应 力 敏 感 和 启 动 １可
层渗透率降低。这种 由于岩石压力变化而使渗透
低渗透气藏直井压裂产能评价公式
油 气 藏评 价 与 开 发
第４ 卷 第１ 期
Ｒ Ｅ Ｓ Ｅ Ｒ Ｖ Ｏ Ｉ Ｒ Ｅ Ｖ Ａ Ｌ Ｕ Ａ Ｔ Ｉ Ｏ Ｎ Ａ Ｎ Ｄ Ｄ Ｅ Ｖ Ｅ Ｌ Ｏ Ｐ Ｍ Ｅ Ｎ Ｔ ２ ０ １ ４ 年２ 月
低渗透气藏直井压裂产 能评价公式
冷润熙， 郭 肖
（ 西南石油大学 “ 油气藏地质及开发工程 ” 国家重点实验室 ， 四川 成都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ）
ｔ ｙ（ Ｆ Ｃ Ｄ ） ． Ｏ ｎ ｔ ｈ ｉ ｓ ｂ ａ ｓ ｉ ｓ ， ａ ｎ ｅ ｗ ｓ ｉ ｍ ｐ ｌ ｅ ａ ｎ ｄ ｐ ｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ｌ ａ ｄ ｅ ｌ ｉ ｖ ｅ ｒ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｅ ｖ ａ ｌ ｕ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｆ ｏ ｒ ｍｕ ｌ ａ ｏ ｆ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｄ ｇ ａ ｓ ｗ ｅ ｌ ｌ ｉ ｓ ｐ ｒ ｏ ｐ ｏ ｓ ｅ ｄ ． Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｌ ｉ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ —
低渗气藏动储量计算方法评价
对于 气井 ， 其 物质 平衡 方程 为 ：
（ １ ） 气井开发 了一定 时间， 压力波传 到了地层
边界 ， 地层 压力 有 了明显 降低 。 （ ２ ） 对 封 闭 的小 气 藏 或 者 连 通 性 较 好 ， 边 底 水 不 活跃 的气 藏 ， 计算精 度 较高 。 （ ３ ） 对于早期的探井 ， 有 ３次 及 以上 的关 井 测
原始储 量 ＝累积采 气量 ＋ 剩 余储 量
即：
Ｇ ＝
盟
（ １ ）
压 数据 。
１ ． ２ 产 量 累积 法
将Ｂ 、 Ｂ ｉ 带人式 （ １ ） 中可以将压降方程转变为 ：
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ３— ０ ３～１ ５
根据气井生产资料 可以统计 出累积产量 Ｇ 。 随
中图分类 号 ： Ｔ Ｅ ３ ７ ３ 文献标 识码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ６ ７ ３— ３ １— ０ ５
动储量是指地下气体参与渗流的地质储量 。处 于不 同勘探开发 阶段的气藏 ， 由于对气藏 的认识程 度不 同， 因此采用的储量计算方法也不同。 目前计算 低渗气井 动储 量 主要 采用 的是压降
第 １ ５卷 第 ５期
重 庆科 技 学 院学报 （自然 科学 版 ）
２ ０ １ ３年 １ Ｏ月
低 渗 气 藏 动 储 量 计 算 方 法评 价
陈 霖 熊 钰 张雅 玲 刘 倩 。
（ １ ． 西 南石 油大 学石 油工程 学院 ，成都 ６ １ ０ ５ ０ ０ ； ２ ． 中 国石 油长 庆 油 田分公 司 ，西安 ７ １ ０ ０ ２ １ ； ３ ． 中国石 油西 南油 气 田分 公 司 ， 成都 ６ １ ０ ０ ０ ０ ）
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低渗火山岩气藏全周期产能评价方法陈超;王彬;李道清;苏航;鲍颖俊【摘要】受火山喷发多期性影响,火山岩气藏岩性变化较快,渗透率低,且平面非均质性强,造成气井产能差异较大.为延长气井稳产周期、降低水侵风险以及提高气藏最终采出程度,提出一种火山岩气藏全周期产能评价方法.该方法贯穿气井试气、试采、稳产降压、稳压降产4个阶段,通过优选试气评价和井底压力折算方法,以气井动态储量为基础,建立一套低渗火山岩气藏全周期动态理论模型,将气井实际生产分为降压稳产型、降压降产型、持续间开型以及水淹补层型4种类型,并依据政策界限进行生产预测.实践表明,该方法突破了采用无阻流量对火山岩气藏单一配产的局限性,不仅实现了对低渗火山岩气藏合理产能的定量评价,而且能够实现对压力的准确预测,为指导火山岩气藏稳产、配产提供了理论基础与技术方法.%Volcanic gas reservoir is featured by great lithology variation,low-permeability and strong areal hetero-geneity,which results in large differences in gas well productivity. A full-cycle productivity evaluation method is proposed to prolong the stable production of gas well,reduce water invasion risk and enhance the ultimate recovery factor. This productivity evaluation involves in 4 stages,including well gas test,production test,production mainte-nance by pressure release and pressure maintenance by rate release. Based on the optimization of gas test evaluation and bottom-hole pressure calculation methods,a full-cycle dynamic model for low-permeability volcanic gas reser-voir is established according to the gas well dynamic reserve. Field gas wells are classified as production mainte-nance by pressure release,production-pressure decline,continuous intermittentproduction and flooding well with extra perforation,and production forecast is performed based on policy boundaries. Practice shows that this method improves the limitation of production allocation only by absolute open flow for volcanic gas reservoir. It can not only obtain the quantitative evaluation of low-permeability volcanic gas reservoir productivity,but also accurately predict reservoir pressure,which could provide certain theoretical basis and technical method for the production mainte-nance and allocation in volcanic gas reservoir.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)002【总页数】5页(P90-94)【关键词】低渗火山岩;产能评价;全周期;动态储量;稳产期限【作者】陈超;王彬;李道清;苏航;鲍颖俊【作者单位】中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000【正文语种】中文【中图分类】TE320 引言火山岩气藏产能评价通常采用无阻流量法进行配产，但不同岩性单井绝对无阻流量变化范围大，一般为10×104～150×104m3/d，而同一岩性储层由于物性差异，单井绝对无阻流量为20×104～60×104m3/d。
因此，常通过配产系数来降低绝对无阻流量的偏差。
但是，实践表明，火山岩气藏配产系数的确定缺乏规律性和反复性，无法给出较为准确的配产[1-6]。
针对不同类型气藏的试气测试技术目前比较成熟，但绝大多数产能预测均以无阻流量为前提。
对于复杂火山岩气藏而言，配产误差较大。
由于无阻流量的本质是将气井在地下的产能转化为相对于大气压下的地面产能，其本身不能反应气井在地下的真实情况，加之低渗火山岩气藏大多需要压裂改造，改造后对于储层参数的评价更为复杂，导致预测模型难以准确建立，使得预测产能与实际产量相差很大。
因此，需要在现有成熟试气技术的基础上，提出一种适合低渗火山岩气藏产能预测并指导实际配产的方法。
1 试气综合评价对于中渗砂岩储层而言，由于物性、连通性较好，单井控制储量范围大，因此，无阻流量与实际生产有较好的相关性，可从实际生产数据中反推出无阻流量的配产系数(图1a)。
对于低渗火山岩气藏，无阻流量与实际产量差异较大，不能回归出单一的配产系数(图1b)。
由于低渗火山岩气藏压力恢复速度慢，难以在短时间内关井恢复到原始地层压力，因此，常采用修正等时法试气。
该方法可以减少开井时间和放空气量，但利用试气结果指导配产仍较为困难[7-9]。
图1 不同气藏实际产气量与无阻流量的关系气井试气一般采用一点法、回压法、等时法和修正等时法，由于低渗火山岩压力波及响应范围有限，通常采用修正等时法进行试气，虽然无阻流量配产无法满足精度要求，但需要利用试气建立起气井初期的产能方程，为后续压力折算提供依据：(1)式中：pwsi为不同制度下的关井地层压力，MPa；pwfi为不同制度下的井底流压，MPa；qgi为不同制度下的产气量，104m3/d；A为惯性流系数；B为紊流系数。
以最大单位压降采气量为标准，选择稳定井底流压，以稳定流压计算稳产期合理产量：(2)(3)式中：pwf为稳定井底流压，MPa；pws为稳定关井地层压力；qg为稳定产气量，104m3/d。
2 压力及动态储量计算2.1 井底压力实际生产过程中获得的是井口油压，而产能方程中参与计算的是井底流压和地层压力，需要将井口油压折算至井底流压[10-14]。
采用垂直管流方程进行流压折算，考虑试气过程中流压容易出现波动的现象，利用式(4)进行流压折算，将折算流压梯度与实测流压梯度进行对比，误差在0.2%以内符合条件。
pwfz2=pwh2e2s+1.3243×10-10λεqg2Tav2Zav2(e2s-1)/d5(4)式中：pwfz为折算井底流压，MPa；pwh为油管井口压力，MPa；s为表皮系数；λ为油管阻力系数；ε为折算系数；Tav为井筒内动气柱的平均温度，K；Zav为井筒内动气柱的平均偏差系数；d为油管内直径，m。
2.2 动态储量火山岩气藏由于储层先天物性差、横纵向连通性差，不能按照静态容积法开展储量预测，应基于不稳定产量分析方法开展动态储量计算，为建立产能评价模型奠定基础[15-17]。
不稳定产量分析方法主要包含Arps、Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI和Transient等，综合采用4种方法，引入拟压力规整化产量和物质平衡拟时间函数，可解决变井底压力和变产量问题，计算的动态储量较可靠[18-20]。
3 全周期动态评价模型3.1 理论模型以试气评价和动态储量为基础，建立气井开发全周期动态理论模型。
低渗火山岩气藏适合先降压稳产、再稳压降产的开发模式，有利于气藏保持较长的稳产时间，同时，利于气藏后期能量衰竭后的增压开采[21-26]。
利用不稳定分析方法确定单井动态可采储量，依据不同气藏地质特点确定单井开发周期(一般为10～15 a)，结合递减方程推算稳产时间和稳压时间，最终确定气井合理产量。
利用式(5)、(6)求解降压稳产过程中稳产气量对应的稳产时间ti和稳压降产过程中的产量递减率Dq，并绘制产量和压力关系理论模型(图2)。
(5)图2 产量压力对应关系模型曲线θ=e-(ta-ti)Dq(6)(7)ti=lnθ/Dq+ta(8)式中：qi为稳定产气量，104m3/d；ti为稳产时间，d；ta为生产周期，d；Dq为产量递减率；Qp为动态可采储量，108m3；qs为废弃产量，104m3/d；θ为中间变量。
3.2 实例分析火山岩气藏气井在实际生产过程中，由于产气量难以实现实时调整，常以定产量制度生产一段时间后，再结合压力特征调整生产制度，因此，气井开发全周期理论动态模型在实际生产过程中有不同程度的演变。
利用全周期动态预测模型对中国西部某火山岩气藏开展动态分析，将86口气井分为4大类，即降压稳产型、降压降产型、持续间开型以及水淹补层型。
降压稳产型是全周期模型中处于初期稳产阶段的气井，一般持续4～6 a(图3a)；降压降产型实际上是若干个降压稳产的连续过程，整体上又呈现出以降低产量来维持压力的特点(图3b)；持续间开型是动态储量较低，以效益产量生产难以快速恢复压力的气井，表现为开井压力下降快，关井一段时间后压力又重新恢复至开井前压力，整体上能够保持长期生产；水淹补层型是由于水侵导致气井积液严重，产能损失渐尽，后期寻找接替层而恢复生产的气井。
3.3 应用效果依据动态理论模型，对实际生产气井开展动态预测，可预测油压、累计产气量、地层压力和井底流压。
实际生产中，4类气井在预测时主要以降压稳产和降压降产2种类型为准。
某区块无阻流量法和稳产流量法配产效果对比表明，配产量与实际生产误差在5%以下(表1)，配产精度较原先提高超过40%以上，实现了气井动态配产的全周期控制与预测。